1.1 Методы ремонта резервуаров, контроль качества и приемка из ремонта. Ремонт резервуаров для нефти


Ремонт резервуаров и резервуарных конструкций для нефти бензина и дизеля

Конструктивные элементы стальных резервуаров подвержены износу. В резервуарах головных нефтеперекачивающих станций возникают очаги местной коррозии днища в местах скопления отстаивающейся агрессивной подтоварной воды.

Помимо этого, при эксплуатации резервуаров возникают такие дефекты, как просадка оснований и как ее результат внезапная деформация стенки, а так же других расчетных элементов металлических конструкций резервуаров, отсюда в свою очередь происходят нарушение прочности и плотности сварных швов, трещины стенки, днища и крыши резервуаров. 

 

Рисунок 1. Причины разрушения резервуаров.

Оценка состояния металлоконструкций

Техническое состояние резервуаров оценивается при использовании следующих нормативных документов:

  • СНиП 3.03.01-87 «Несущие и ограждающие конструкции» определяет требования к новым резервуарам;
  • РД 39-0147103-385-87 «Правила технической эксплуатации резервуаров магистральных нефтепроводов» определяет требования к новым и уже эксплуатирующимся резервуарам;
  • РД 08-95-95 «Положение о системе технического диагностирования сварных вертикальных цилиндрических резервуаров для нефти и нефтепродуктов» определяет требования к новым и уже эксплуатирующимся резервуарам;
  • «Правила технической эксплуатации резервуаров и инструкции по их ремонту» определяют требования к новым и уже эксплуатирующимся резервуарам.
Оценка состояния металлоконструкций производится сотрудниками ООО ПО «ВЗРК» на основании результатов измерения фактической толщины стенки резервуара, а при необходимости на основании лабораторных исследований химического состава и механических свойств.

Условия отбраковки резервуара или его отдельных элементов

Данные технического обследования и дефектоскопии резервуара и его элементов являются основанием для определения возможности его дальнейшей эксплуатации.

 

Таблица 1. Сроки проведения частичной и полной дефектоскопии резервуаров

Отбраковка отдельных элементов резервуара (стенки, крыши, днища, ферм, связей, балок) или всего резервуара в целом проводится на основании детального анализа результатов технического обследования сотрудниками ООО ПО «ВЗРК», а также результатов полной дефектоскопии с учетом всех факторов, влияющих на его надежность при определенных условиях эксплуатации. Полученные в результате анализа данные, определяющие состояние основного металла, сварных швов, степень деформации, наличие коррозии, значение вертикальности, уклон стенки и т.д., проверяются на соответствие требованиям действующих СНиП, стандартов и ведомственных инструкций.

При возникновении несоответствий нормативным требованиям резервуар подлежит выводу из эксплуатации.

Работы, проводимые при ремонте стальных резервуаров, в основном включают в себя сварку, к осуществлению сварочных работ на производственном объединении «Волгоградский Завод Резервуарных Конструкций» возможен допуск только квалифицированных специалистов-сварщиков, сдавших соответствующий экзамен и имеющих удостоверение инспекции Госгортехнадзора.

Условия отбраковки резервуара или его отдельных элементов

Осмотровый ремонт резервуаров без освобождения их от нефтепродукта проводят минимум раз в полгода. Проверка включает в себя осмотры технического состояние стенки, крыши резервуара и оборудования, расположенного снаружи.

Текущий ремонт резервуаров проводят минимум раз в два года. В зависимости от характера и объема предполагаемых работ резервуары ремонтируют с освобождением их от нефтепродукта, зачисткой и дегазацией или без освобождения, зачистки и дегазации, но с заполнением газового пространства негорючими (дымовыми) газами.

Перед проведением ремонта, независимо от способа ведения работ, нивелируют (сглаживают) окрайки днища минимум в восьми точках, в которых нивелировка проводилась перед вводом резервуара в эксплуатацию, для выявления характера осадки основания.

Если резервуар ремонтируют с освобождением его от нефтепродукта, то проводят следующие работы:

  • освобождают резервуар, зачищают и дегазируют его;
  • очищают внутреннюю и внешнюю поверхности от продуктов коррозии;
  • проверяют техническое состояние стенки, днища и крыши;
  • заваривают коррозионные раковины и отверстия;
  • проверяют сварные швы, осматривают и ремонтируют резервуарное оборудование;
  • заканчивают ремонт резервуара испытанием его на прочность и плотность.
При ремонте резервуара с наполнением его негорючими газами выполняют те же работы, что и в предыдущем случае, за исключением зачистки, дегазации, проверки и ремонта полотнища днища, а также оборудования, установленного внутри резервуара. В качестве негорючих используются дымовые газы.

Капитальный ремонт резервуаров

Капитальный ремонт резервуара планируют по результатам эксплуатационного осмотра и осмотров, производимых при текущих ремонтах, учитывая состояние резервуара.

Капитальный ремонт проводят с опорожнением, зачисткой и дегазацией резервуара. При этом выполняют все работы, предусматриваемые текущим ремонтом, кроме того, проводят замену дефектных листов корпуса, днища и крыши, исправление положения резервуара (когда осадка днища по разности отметок более 150 мм для диаметрально противоположных, и 80 мм и более — для смежных точек по параметру днища, расположенных на расстоянии не более 6 м), проводят ремонт основания, ремонт или замену всего оборудования, испытание на прочность и плотность.

Все материалы, применяемые при ремонте резервуаров (электроды, листы, флюс и др.) должны иметь сертификат (паспорт).

Контроль качества ремонтных работ, приемка РВС после ремонта

После окончания ремонта все новые сварные швы подвергаются 100% контролю рентгеновским методом. Объем выполнения контроля резервуарных конструкций определяется требованиями ведомственных инструкций по ремонту резервуаров.

Контролю внешним осмотром с применением лупы 4-7 кратного увеличения и измерениям геометрических размеров подвергаются все сварные швы и прилегающие к ним зоны основного металла, предварительно очищенные от шлака и брызг.

При внешнем осмотре определяются поверхностные дефекты:

  • несоответствие формы, размеров и состояния поверхности швов;
  • трещины всех видов и размеров;
  • поры;
  • подрезы;
  • незаваренные кратеры;
  • шлаковые включения.
Нормы дефектности определяются СНиП 3.03.01-87 и Правилами технической эксплуатации резервуаров и инструкции по их ремонту.

При полном обследовании РВС, при контроле сварных соединений днища, окраек и уторного шва, для обнаружения сквозных дефектов применяют вакуум-метод.

Для проведения обследования днища резервуара необходимо следующее оборудование и материалы:

  • вакуум-насос;
  • вакуум-камера плоская для обследования монтажного, заводского шва и листов основного полотнища днища;
  • вакуум-камера угловая для обследования уторного шва резервуара;
  • кислородный шланг для соединения вакуум-насоса с камерой;
  • диэлектрический коврик;
  • мыльный раствор.
 

Уважаемые Коллеги! Мы будем рады проконсультировать Вас по любым вопросам производства, подбора, приобретения и доставки резервуарных конструкций и оборудования, а также предложить оптимальные цены, учитывая Ваши пожелания!

 

vzrk.ru

IV. Техническое обслуживание и текущий ремонт резервуаров и резервуарных парков

Резервуары и технологическое оборудование

Резервуары и технологическое оборудование » Подбор оборудования » Полезная информация » Правила технической эксплуатации резервуаров магистральных нефтепроводов и нефтебаз РД 153-39.4-078-01 

4.1 Организация технического обслуживания и текущего ремонта резервуаров и резервуарных парков

4.1.1 Для поддержания резервуарных парков и отдельных резервуаров в работоспособном состоянии, в период между капитальными ремонтами, должны проводиться их своевременное и качественное техническое обслуживание и текущий ремонт. Техническое обслуживание и текущий ремонт резервуаров и других составных частей резервуарного парка осуществляются силами и средствами перекачивающих станций, наливных пунктов и нефтебаз.

4.1.2 Техническое обслуживание резервуарного парка заключается в периодическом осмотре, плановой организации и своевременном проведении регламентных работ по самим резервуарам, их оборудованию, приборам и системам, а также по трубопроводам обвязки резервуаров, системе пожаротушения резервуарного парка.

Техническое обслуживание проводится согласно инструкциям заводов- изготовителей, отраслевым руководящим документам и инструкциям по эксплуатации резервуаров, оборудования, приборов, систем, разработанным с учетом конкретных условий предприятия или его филиалов.

Обход и осмотр резервуаров и резервуарного парка должен осуществляться, по графику и инструкциям, утвержденным главным инженером филиала предприятия, с записью в журнале осмотров и ремонта резервуаров и отметкой об устранении недостатков:

  • ежедневно обслуживающим персоналом в соответствии с должностными инструкциями;
  • еженедельно - лицом, ответственным за эксплуатацию резервуарных парков;
  • ежемесячно - руководством станции, нефтебазы;
  • ежеквартально, выборочно - комиссией производственного контроля (КПК) структурного подразделения;
  • один раз в год, выборочно - комиссией производственного контроля (КПК) предприятия.

По результатам комиссионного осмотра резервуарного парка составляются акты с отражением в них выявленных недостатков.

4.1.3 Текущий ремонт проводится с целью поддержания технико-эксплуатационных характеристик, выполняется без освобождения резервуаров от нефти.

Текущий ремонт резервуарного парка в целом или отдельных его резервуаров осуществляется по мере необходимости по результатам осмотра резервуарных парков КПК всех уровней и ответственными лицами станций, наливных пунктов, нефтебаз, филиалов предприятий.

4.1.4 Ответственность за организацию и осуществление технического обслуживания и текущего ремонта резервуарных парков, резервуаров и оборудования установленного на резервуаре и в резервуарном парке возлагается должностное лицо (специалиста), на которого по должностному положению (инструкции) возложены функции по содержанию и обслуживанию резервуарных парков.

4.2 Определение вместимости и базовой высоты резервуаров

4.2.1 Для каждого резервуара, используемого в системе магистрального транспорта нефти, должна быть определена его вместимость и составлена градуировочная таблица.

4.2.2 Вместимость стальных вертикальных цилиндрических резервуаров определяют согласно МИ 1823-87, ГОСТ 8.570, железобетонных цилиндрических резервуаров - согласно РД 50-156-79.

4.2.3 Основанием для проведения работ по измерениям вместимости и градуировке резервуаров являются истечение срока действия градуировочных таблиц; ввод резервуаров в эксплуатацию после строительства и ремонта, который мог повлиять на его вместимость.

4.2.4 Измерения вместимости и градуировка резервуаров могут проводиться собственными силами предприятия или службами юридических лиц, получивших право (аккредитованных) на проведение указанных работ в порядке, установленном Госстандартом РФ.

4.2.5 Перед выполнением работ по измерениям вместимости и градуировке резервуаров издается приказ по предприятию или его филиалу о назначении комиссии по проведению работ с указанием сроков их выполнения.

В состав комиссии (с указанием в приказе фамилии, должности и места работы) включаются операторы (поверители), проводящие градуировку; материально-ответственное лицо; лицо, предоставляющее техническую документацию; если резервуар предназначен для учетно-расчетных операций - представитель территориального органа Госстандарта.

4.2.6 Перед выполнением измерений вместимости резервуара объемным методом и измерений элементов внутри резервуара при геометрическом методе резервуар должен быть полностью опорожнен и зачищен от остатков нефти.

4.2.7 Результаты обработки измерений вместимости резервуаров оформляются комплектом документов, в состав которого входят:

  • титульный лист;
  • протокол измерений;
  • эскиз резервуара;
  • градуировочная таблица;
  • журнал обработки результатов измерений;
  • акт измерения базовой высоты (прикладывается к градуировочной таблице ежегодно).

4.2.8 Протокол измерений подписывается председателем комиссии и ее членами, титульный лист и последняя страница градуировочной таблицы - председателем комиссии и, в случае привлечения подрядной организации, ее ответственным представителем. Подписи на титульном листе и последней странице градуировочной таблицы заверяются печатями.

4.2.9 Градуировочные таблицы на резервуары, предназначенные для оперативного контроля, утверждает главный инженер предприятия или его филиала; на резервуары, предназначенные для приемо-сдаточных операций, - руководитель территориального органа Госстандарта.

Программы, разработанные для расчета градуировочных таблиц на ЭВМ, подлежат утверждению во ВНИИР.

4.2.10 При внесении в резервуары конструктивных изменений, изменении номенклатуры его внутреннего оборудования, габаритов или места установки, влияющих на его вместимость, необходимо оформить изменения к градуировочной таблице в установленном порядке.

4.2.11 Для каждого резервуара должна быть определена базовая высота - расстояние по вертикали от днища (базового столика) до верхнего края замерного люка в постоянной точке измерения.

4.2.12 Базовую высоту резервуара следует измерять ежегодно. Результаты измерений должны быть оформлены актом, который прилагается к градуировочной таблице. Значение базовой высоты в мм наносится несмываемой краской вблизи замерного люка.

4.3 Техническое обслуживание и текущий ремонт резервуаров

4.3.1 Осмотр и техническое обслуживание резервуаров должны проводиться в соответствии с картами технического обслуживания (таблицы 3 - 6).

При осмотре РВС необходимо обратить внимание на:

  • утечки нефти;
  • образование трещин по сварным швам и основному металлу;
  • появление вмятин;
  • неравномерную осадку резервуара.

4.3.2 В резервуарах со стационарной крышей (без понтона) необходимо контролировать избыточное давление, его соответствие установленному (допустимому). Для резервуаров, находящихся в эксплуатации длительное время, могут быть уменьшены избыточное рабочее и максимальное давление и вакуум по сравнению с проектными на величину, определяемую на основе результатов диагностирования состояния резервуара.

4.3.3 Визуальный осмотр поверхности понтона должен проводиться в верхнем его положении через световой люк. При осмотре необходимо проверить наличие или отсутствие отпотин или нефти на коврепонтона и в открытых коробах.

4.3.4 Плавающую крышу необходимо осматривать с верхней кольцевой площадки. При осмотре необходимо проверить положение плавающей крыши, ее горизонтальность, отсутствие нефти в центральной части плавающей крыши, зимой - наличие снега на плавающей крыше, состояние защитных щитков кольцевого уплотняющего затвора, положение задвижки системы водоспуска.

4.3.5 При техническом обслуживании резервуара с плавающей крышей следует проверить состояние катучей лестницы, погружение плавающей крыши, проверить отсутствие нефти в коробах и в отсеках между ними, техническое состояние затвора и его элементов, ливнеприемника.

4.3.6 Для удобства обслуживания следует каждому коробу плавающей крыши присвоить порядковый номер, написать несмываемой краской, начиная с короба, расположенного над приемо-раздаточным патрубком, и далее по часовой стрелке.

4.3.7 На ЖБР с водонаполненным покрытием в условиях плюсовой температуры уровень водяного экрана должен постоянно поддерживаться на проектной отметке.

На ЖБР с земляной насыпью на кровле поверхность должна быть спланирована.

При появлении нефти в дренажном и шахтном колодцах, камере управления, а также при выходе ее на поверхность обсыпки резервуара или территорию резервуарного парка резервуар должен быть опорожнен для выявления и устранения имеющихся неисправностей.

4.3.10 Текущий ремонт проводится в плановом порядке без очистки резервуара по заранее разработанному графику.

4.3.11 При текущем ремонте РВС выполняются следующие работы:

  • ремонт кровли, верхних поясов стенки с применением эпоксидных или иных клеевых соединений;
  • ремонт сифонных кранов;
  • набивка сальников задвижек;
  • ремонт отмостки;
  • ремонт заземления;
  • окраска;
  • подтяжка болтов;
  • замена кассет на огневых предохранителях;
  • ремонт прочего оборудования, расположенного с внешней стороны резервуара, который может быть выполнен без вывода резервуара из эксплуатации.

4.3.12 При текущем ремонте ЖБР выполняются следующие виды работ:

  • ремонт кровли резервуара нанесением торкрет - раствора, торкрет -бетона или укладкой бетона по арматурной сетке (армирование конструктивное), а также защита бетона путем пропитки его или покраски различными составами;
  • набивка сальников задвижек;
  • ремонт заземления;
  • замена кассет на огневых предохранителях.

таблица 3 - Карта технического обслуживания резервуара со стационарной крышей

Наименование объектаСроки проведения работПеречень работ123
1. Резервуар в целом Ежедневно в светлое время суток Проверить визуально внешнее состояние. Обратить внимание на сварные вертикальные и горизонтальные швы нижних поясов, окрайки днища
2. Дыхательный клапан Не реже: 2 раз в месяц в весенне-летний период; 1 раза в неделю в осенне-зимний период Седла тарелок очистить от окиси металла, грязи и пр., что препятствует клапанам свободно перемещаться вверх и вниз. Тарелки клапанов несколько раз повернуть, прижимая их к седлу. Не допускать заедания, примерзания клапанов, обмерзания предохранительных сеток, закрывающих наружные отверстия дыхательных клапанов
3. Огневой предохранитель на резервуаре Не реже 1 раза в месяц в весенне-летний период Снять крышку огневого предохранителя, проверить исправность и чистоту пакетов, удалить с них пыль, проверить плотность крышки и фланцевых соединений, правильность расположения пластин или гофрированной и плоской металлических лент в пакете
4. Предохранительный клапан Не реже: 2 раз в месяц в весенне-летний период; 1 раза в 10 дней в осенне-зимний период Проверить качество и паспортный уровень масла, горизонтальность колпака, чистоту сетчатой перегородки. При снижении уровня жидкости в гидрозатворе долить жидкость той же марки. При обнаружении удалить с внутренней поверхности колпака снег, лед, иней
5. Люки: световой, люк-лаз Не реже 1 раза в месяц Проверить визуально наличие прокладок и затяжку болтов фланцевых соединений
6. Уровнемер Каждый раз перед пользованием, но не реже 1 раза в месяц Проводить контрольную проверку правильности показаний прибора в соответствии с инструкцией завода-изготовителя
7. Перепускное устройство Не реже 2 раз в месяц Проверить плавность открытия-закрытия вентиля
8. Сифонный кран Не реже 2 раз в месяц Проверить отсутствие течи в сальниках крана, поворот крана должен быть плавным, без заеданий; в нерабочем состоянии приемный отвод должен находиться в горизонтальном положении
9. Приемо-раздаточные патрубки Каждый раз при приеме-отпуске, но не реже 2 раз в месяц Проверить герметичность сварных швов
10. Системы пенотушения Сроки и порядок технического обслуживания систем пожаротушения осуществляется в соответствии с нормативными документами ГУГПС МВД России
11. Генератор пены ГПСС 1 раз в месяц Проверить состояние уплотнений монтажного фланца и растворопровода; внешний вид генератора; состояние рычажной системы; состояние защитной сетки
1 раз в год Проверка срабатывания ручного привода; промывка и чистка сеток кассеты; промывка, чистка и смазка шарнирных соединений; промывка и чистка распылителя; выявление и исправление мест коррозии и отслаивания покрытий; проверка состояний контактных поверхностей деталей из цветных металлов; проверка уплотнения выходного отверстия генератора на герметичность
12. Лестница шахтная Перед пользованием, но не реже 1 раза в месяц Следить за исправностью, не допускать загромождения посторонними предметами, не допускать присутствия наледи в осенне-зимний период
13. Основание и фундамент В первые 4 года эксплуатации - 1 раз в год;в последующие - 1 раз в 5 лет или при диагностике Следить за осадкой основания, проводить нивелирование окрайки днища;Проводить нивелирование окрайки днища
14. Система размыва донных отложений В соответствии с инструкцией по ее эксплуатации Контрольный пуск с целью проверки целостности и пропускной способности системы

Таблица 4 - Карта технического обслуживания резервуара с понтоном

Наименование объектаСроки проведения работПеречень работ123
1. Резервуар в целом и его оборудование Те же, что и для резервуара со стационарной крышей за исключением дыхательной арматуры
2. Понтон стальной с открытыми отсеками 2 раза в год Проверить наличие нефти на поверхности понтона
3. Вентиляционный патрубок с огневым предохранителем 2 раза в год Проверить целостность кассеты огневого предохранителя, плотность прилегания кассеты к прокладке в корпусе, плотность и непроницаемость корпуса огневого предохранителя и фланцевых соединений. Очистить от пыли. При температуре наружного воздуха ниже 0 °С огневые предохранители необходимо снять

Таблица 5 - Карта технического обслуживания резервуара с плавающей крышей

Наименование объектаСроки проведения работПеречень работ123
1. Резервуар в целом Ежедневно Те же, что и для резервуара со стационарной крышей
2. Кольцо жесткости 2 раза в год Проверить визуально внешнее состояние
3. Дополнительные кольца жесткости 2 раза в год Проверить визуально внешнее состояние
4. Плавающая крыша; Центральная часть Ежедневно, в светлое время Проверить наличие отпотин или нефти
5. Короба плавающей крыши 1 раз в квартал Открыть крышки люков всех коробов и отсеков между коробами и проверить наличие отпотин или нефти в коробах
6. Люк световой 1 раз в месяц Проверить визуально наличие прокладок и затяжку болтов фланцевых соединений
7. Лестница шахтная; Площадка-переход Перед пользованием, но не реже 1 раза в месяц Проверить исправность, не допускать загрязнения, загромождения посторонними предметами, присутствия наледи в осенне- зимний период
8. Лестница катучая Каждую смену или перед каждым заполнением-опорожнением Обратить внимание на состояние верхнего узла вращения
9. Ферма опорная 1 раз в неделю Зимой обращать внимание на образование наледи, своевременно удалять ее
10. Водоспуск Ежедневно Открыть задвижку водоспуска на несколько витков и убедиться в отсутствии выхода нефти из открытого крана водоспуска
11. Ливнеприемник Ежедневно Проверить техническое состояние сетки ливнеприемника. По мере засорения сетки очищать ее от пыли, грязи, зимой - от обледенений
12. Огневой предохранитель 1 раз в месяц Проверить целостность кассеты огневого предохранителя, плотность прилегания кассеты к прокладке в корпусе, плотность и непроницаемость корпуса огневого предохранителя и фланцевых соединений. При температуре наружного воздуха ниже 0 °С огневые предохранители необходимо снять
13. Затвор у направляющей стойки 2 раза в год Проверить степень износа трущихся поверхностей
14. Затвор уплотняющий 2 раза в год Проверить техническое состояние мембраны, пружин и рычагов затвора, степень износа трущихся частей затворов. Обратить внимание на плотность прилегания затвора к стенке резервуара. Не допускать скопления пыли и грязи на щитке затвора

Таблица 6 - Карта технического обслуживания железобетонных резервуаров

Наименование объектаСроки проведения работПеречень работ123
1. Резервуар в целом Ежедневно Осмотр покрытия и состояния обсыпки резервуара, проверка наличия нефти в дренажных колодцах, камере управления задвижками
2. Люк-лаз, световые люки 1 раз в месяц (без вскрытия люков) Проверять визуально наличие прокладок и затяжку болтов фланцевых соединений (герметичность фланцевых соединений)
3. Замерный люк Каждый раз при использовании, но не реже 1 раза в месяц Следить за исправным состоянием шарнира (крышки) и прокладочных колец
4. Дыхательный клапан Не реже: 2 раз в месяц в весенне-летний период; 1 раза в неделю в осенне-зимний период То же, что для резервуаров РВС (таблица 4)
5. Огневой предохранитель на резервуаре 1 раз в месяц в весенне-летний период; 2 раза в месяц в осенне-зимнй период То же, что для резервуаров РВС (таблица 4)
6. Предохранительный клапан 2 раза в месяц в весенне-летний период; 1 раз в 10 дней в осенне-зимний период То же, что для резервуаров РВС (таблица 4)
7. Уровнемер Каждый раз перед пользованием, но не реже 1 раза в месяц Проводить контрольную проверку правильности показаний прибора в соответствии с инструкцией завода-изготовителя
8. Зачистное устройство для удаления подтоварной воды (погружной насос и т.д.) Не реже 2 раз в месяц Пробные пуски двигателя насоса
9. Система размыва и предотвращения накоплений донных отложений В соответствии с инструкцией по их эксплуатации Контрольный пуск с целью проверки целостности и пропускной способности системы
10. Водяной экран В период полодительных температур контроль за уровнем воды проводить не реже 2 раз в неделю Уровень водяного экрана должен постоянно поддерживаться на проектной отметке
11. Лестница наружная Ежедневно Проверять визуально внешнее состояние лестницы, отсутствие наледи в осенне-зимний период
12. Приемо-раздаточные трубопроводы в камере управления;Задвижки ЕжедневноЕжедневно Проверять визуально внешнее состояниеПроверять визуально внешнее состояние, герметичность сальниковых уплотнений
13. Приемо-раздаточное устройство (приемо-раздаточный патрубок, хлопуша, донный клапан и механизм управления ими) Не реже 1 раза в месяц Проверка исправности механизма управления донным клапаном
14. Осадка резервуара 2 раза в год в первые 5 лет эксплуатации, далее 1 раз в 5 лет Проверка осадки резервуара проводится нивелировкой покрытия в точках, указанных в журнале регистрации нивелирных отметок
15. Откосы обсыпки Ежедневно в весенне-летний период Проверка целостности растительного покрытия обсыпки
Железобетонный резервуар с плавающей крышей ЖБРПККольцо жесткости, плавающая крыша (центральная часть), короба плавающей крыши, люк световой, лестница катучая, ферма опорная, водоспуск, ливнеприемник, огневой предохранитель, затвор у направляющей стойки, затвор уплотняющий - так же, как и для РВСПК (таблица 6)

4.4 Особенности обслуживания резервуаров с высокосернистой нефтью

4.4.1 При перекачке и хранении в резервуарах высокосернистой нефти необходимо учитывать возможность выделения сероводорода, образования и накопления пирофорных отложений, способных к самовозгоранию при невысоких температурах.

4.4.2 Резервуары, в которых хранятся высокосернистые нефти, должны подвергаться периодическим осмотрам, диагностированию и ремонту по отдельному графику, утвержденному главным инженером филиала предприятия.

4.4.3 В резервуарах с высокосернистыми нефтями патрубки дыхательной арматуры, клапаны, световые люки должны согласно графику очищаться от пирофорных отложений и продуктов коррозии для предупреждения самовозгорания пирофорных отложений.

4.4.4 Резервуары с высокосернистой нефтью должны быть оборудованы стационарными уровнемерами. Ручной замер уровня и отбор пробы допускаются при соблюдении правил охраны труда при работе с высокосернистыми нефтями.

4.4.5 При необходимости замера уровня и отбора проб через замерный люк, а также при дренировании воды операторы должны быть в фильтрующих противогазах.

4.4.6 Резервуары с высокосернистыми нефтями должны иметь внутренние защитные покрытия от коррозии.

4.4.7 Перед очисткой освобожденного от высокосернистой нефти резервуара необходимо провести его пропарку.

4.4.7.1 При проведении работ с высокосернистыми нефтями для обеспечения безопасности очищаемую поверхность следует содержать во влажном состоянии в соответствии с ППР на очистку.

4.4.7.2 Пропарку РВС следует проводить при закрытом нижнем люке резервуара, а конденсат дренировать в канализацию. После окончания работы необходимо взять пробу воздуха для анализа на содержание в нем опасных концентраций нефтяных паров и газов, проба из РВС отбирается через нижний люк.

4.4.7.3 Пропарку ЖБР следует проводить подачей пара через верхние люки.

4.4.8 Пирофорные отложения, извлеченные из резервуара, поддерживаются в увлажненном состоянии, обезвреживаются в специальных установках или размещаются в отведенных местах, согласованных с территориальными органами санэпиднадзора и органами, специально уполномоченными в области охраны окружающей среды и экологической безопасности. Размещение отходов выполняется в соответствии с действующим законодательством по охране окружающей природной среды и экологической безопасности.

4.5 Обслуживание средств измерения уровня отбора проб нефти

4.5.1 Обслуживание средств измерения уровня нефти и отбора проб в резервуаре выполняется в соответствии с инструкциями по эксплуатации этих средств.

4.5.2 Устройства учета и отбора проб должны подвергаться контролю технического состояния с периодичностью, установленной технической документацией на указанное средство.

4.5.3 О результатах контроля технического состояния делается запись в журнале текущего обслуживания резервуара. О всех замеченных недостатках должно быть сообщено руководству с одновременным принятием соответствующих мер и обязательной записью в журнале.

4.5.4 Конструкция используемых средств измерения уровня и отбора проб должна предусматривать возможность проверки их работоспособности без демонтажа и освобождения резервуара от нефти.

4.5.5 Средства измерений должны быть в исправном состоянии и поверены.

4.5.6 В целях обеспечения нормальной работы приборов учета резервуары должны систематически очищаться от пирофорных отложений, высоковязких остатков, минеральных загрязнений, ржавчины, воды.

4.5.7 При отборе проб нельзя допускать разлив нефти. В случае разлива нефти ее следует удалить. Запрещается оставлять на кровле резервуара ветошь, паклю, посторонние предметы.

4.5.8 Водочувствительные ленты, применяемые для измерения уровня подтоварной воды, должны храниться в плотно закрытых футлярах, пересыпанные тальком или мелом. Качество ленты следует систематически проверять.

4.6 Предотвращение накопления и размыв донных отложений

4.6.1 В целях предотвращения накопления на днище резервуара осадков, а также для их удаления должны устанавливаться, размывающие системы - винтовые устройства.

4.6.2 Эксплуатация систем предотвращения накопления донных отложений должна проводиться в соответствии с технической документацией.

4.6.3 Размыв осадка проводится по графикам, утвержденным главным инженером филиала предприятия.

4.6.4 Все работы по размыву донных отложений (подготовка резервуара, контроль за ходом размыва, качеством откачиваемой нефти в смеси с размытыми донными отложениями) должны выполняться в соответствии с «Инструкцией по размыву донных отложений на НПС», утвержденной главным инженером филиала предприятия.

После окончания размыва донных осадков нефть следует откачать до минимально допустимого технологического (рабочего) уровня взлива.

4.6.5 По окончании размыва осадка и откачки нефти из резервуара необходимо провести замер высоты донных осадков в установленных точках. При неудовлетворительных результатах цикл размыва следует повторить.

4.6.6 Результаты измерений высоты донных осадков следует занести в журнал учета наличия и размыва донных осадков.

4.7 Дренирование подтоварной воды

4.7.1 На НПС, оснащенных очистными сооружениями или имеющих возможность очистки сточных вод, подтоварная вода, образующаяся в резервуарах при отстое нефти, должна периодически отводиться в производственную канализацию.

4.7.2 Частота дренирования подтоварной воды зависит от содержания воды в нефти, режима работы резервуаров (для резервуаров, работающих в режиме «прием-сдача», - перед проведением каждого измерения).

4.7.3 При удалении подтоварной воды необходим контроль за ее стоком. Не допускается вытекание нефти.

4.7.4 Измерение уровня подтоварной воды проводится в соответствии с требованиями 3.5.4.6.7.

4.7.5. Подтоварная вода из РВС удаляется через сифонный кран. Сифонный кран необходимо осматривать при каждом дренировании подтоварной воды. При этом проверяется отсутствие течи в сальниках крана. Поворот крана должен быть плавным, без заеданий. В нерабочем состоянии приемный отвод должен находиться в горизонтальном положении.

4.7.6 Удаление подтоварной воды из ЖБР проводится погружным насосом, который монтируется на люке покрытия резервуара, или другими средствами.

4.8 Контроль за осадкой основания резервуаров

4.8.1 Для обеспечения надежной работы резервуаров в процессе эксплуатации необходимо осуществлять контроль за осадкой основания резервуаров.

4.8.2 Контроль за осадкой основания РВС заключается в нивелировании окрайки днища по наружному периметру резервуара в процессе его эксплуатации. По результатам нивелирования составляются акты (Приложения К, Л).

4.8.3 В первые четыре года эксплуатации нивелирование должно проводиться ежегодно в абсолютных отметках окрайки днища или верха нижнего пояса не менее чем в восьми точках, но не реже чем через 6 м. В последующие годы систематически (не реже одного раза в 5 лет) должно проводиться контрольное нивелирование.

4.8.4 Нивелировку окрайки днищ стальных вертикальных резервуаров необходимо проводить через 6 м по точкам, совпадающим в большинстве случаев с вертикальными швами нижнего пояса резервуара, если листы нижнего пояса имеют длину 6 м. Обход резервуара должен быть по часовой стрелке. Точки должны быть отмечены краской красного цвета с указанием номера точки.

4.8.5 У резервуаров в первые четыре года эксплуатации (до стабилизации осадки основания) отклонения от горизонтальности наружного контура днища резервуара не должны превышать величин, указанных в РД 08-95-95.

4.8.6 У резервуаров, находящихся в эксплуатации более 4 лет, допускаемые отклонения не должны превышать величин, указанных в РД 08-95-95.

4.8.7 Для получения достоверных величин осадки резервуара перед нивелированием необходимо проводить поверки геодезического инструмента, систематически следить за состоянием реперов, марок на запорной арматуре и лестнице, а также за разметкой точек нивелирования на резервуаре.

4.8.8 При нивелировании окрайки днища обязательно должны нивелироваться фундамент лестницы и фундаменты под запорную арматуру приемных технологических трубопроводов.

4.8.9 Необходимость вывода резервуара из эксплуатации при возникновении предельных величин осадки основания устанавливается комиссией, назначаемой ОАО МН.

4.8.10 За осадкой ЖБР устанавливается контроль путем нивелировки покрытия ЖБР. Неравномерность осадки покрытия (основания) резервуаров должна быть не выше допустимых пределов:

  • между центральной точкой покрытия и точками покрытия над стенкой: в цилиндрических резервуарах - 0,0006R, но не более 25 мм;
  • между смежными колоннами - 0,0008L, но не более 5 мм, где R - радиус цилиндрического резервуара, м; L - расстояние между смежными колоннами, м.

4.8.11 Нивелировка покрытия в точках, указанных в журнале регистрации нивелирных отметок, проводится 2 раза в год в первые 5 лет эксплуатации, в последующие годы, после стабилизации основания, нивелировку покрытия следует проводить не реже 1 раза в 5 лет. Нивелирование проводится организацией, имеющей лицензию на проведение данного вида работ. Результаты нивелирования оформляются документально (акты, заключения и пр.).

4.8.12 Для измерения осадки основания ЖБР на территории предприятия должны быть установлены глубинные реперы, закладываемые по индивидуальным проектам ниже глубины промерзания грунта.

4.9 Обслуживание задвижек, трубопроводов обвязки резервуаров, газоуравнительной системы

4.9.1 Техническое обслуживание трубопроводов обвязки резервуаров, находящихся внутри обвалования, и отсекающих задвижек проводится в составе обслуживания оборудования НПС в соответствии с «Правилами устройств и безопасной эксплуатации технологических трубопроводов» и РД 153-33ТН-008-96 «Руководство по организации эксплуатации и технологии технического обслуживания и ремонта оборудования и сооружений нефтеперекачивающих станций».

4.9.2 Обслуживание ГУС должно проводиться в соответствии с «Типовой инструкцией по эксплуатации газоуравнительных систем резервуарных парков магистральных нефтепроводов».

4.9.3 Техническое обслуживание газоуравнительной системы должно обеспечивать герметичность системы и заданную пропускную способность.

4.9.4 Периодичность осмотров ГУС должна быть не реже двух раз в месяц при положительных значениях температуры воздуха и не реже одного раза в неделю - при отрицательных. При осмотре ГУС проверяются:

  • герметичность элементов системы;
  • состояние наземных газопроводов, их опор и оборудования;
  • работа дыхательных клапанов;
  • исправность заземляющих устройств;
  • отсутствие конденсата в дренажных устройствах;
  • работа задвижек на открытие-закрытие.

4.9.5 При выполнении ремонтных работ необходимо соблюдать следующие требования:

  • производство ремонта газоуравнительной системы должно осуществляться только при наличии наряда-допуска с указанием в нем очередности проводимых операций ремонта и мер безопасности;
  • при работах, связанных с временным разъединением трубопроводов или снятием оборудования с газоуравнительной системы, следует предварительно с помощью винтовых зажимов устанавливать на разъемах перемычки - токоотводы из стали сечением не менее 35 мм2;
  • работы, связанные с ремонтом трубопроводов, задвижек и другой арматуры на газоуравнительной системе, должны проводиться на предварительно отглушенном участке газопровода.

4.10 Обслуживание производственной канализации

4.10.1 Приемные колодцы производственной канализации, расположенные внутри обвалования, должны иметь хлопуши с тросовым управлением, выведенным за обвалование резервуаров. В нормальном положении хлопуша закрыта. Исправность хлопуш необходимо проверять не реже одного раза в квартал.

В каждом гидравлическом затворе слой воды должен быть не менее 0,25 м. Исправность гидрозатворов и уровень в них воды необходимо проверять 1 раз в месяц.

4.10.2 Осмотр производственной канализации должен осуществляться не реже одного раза в месяц.

4.10.3 Для сохранения пропускной способности канализационных сетей резервуарного парка необходимо осуществлять их очистку не реже одного раза в год.

4.10.4 По данным осмотра по необходимости составляется дефектная ведомость на проведение ремонта канализационной сети.

4.11 Содержание территории

4.11.1 Обвалование резервуаров РВС должно содержаться в соответствии с требованиями раздела 1.6 настоящих «Правил...».

4.11.2 При проведении ремонта необходимо устраивать проезды через обвалование путем подсыпки грунта для транспортирования тяжелого оборудования или материалов к резервуарам РВС.

4.11.3 При нарушении обвалования в связи с работами по прокладке или ремонту коммуникаций по окончании этих работ оно должно быть восстановлено. Эксплуатация резервуаров с разрушенным обвалованием не допускается.

4.11.4 Котлованы и траншеи, вырытые при ремонте, должны быть засыпаны и спланированы по окончании работ. Такие котлованы или траншеи должны быть ограждены и в ночное время освещены.

4.11.5 Места разлива нефти следует немедленно зачищать путем снятия слоя земли толщиной, превышающей на 1-2 см глубину проникновения в грунт нефти. Выбранный грунт должен быть удален в специально отведенное место, а образовавшаяся выемка засыпана свежим фунтом или песком.

4.11.6 Территория резервуарного парка должна быть спланирована и своевременно очищена от мусора, сухой травы и листьев. В летнее время трава должна быть вывезена в сыром виде с территории резервуарного парка. В зимний период необходимо своевременно расчищать от снега дорожки и пожарные проезды на территории резервуарного парка.

4.11.7 Откосы обсыпки ЖБР должны быть покрыты растительным слоем, предотвращающим размыв земляной обсыпки поверхностными водами.

С территории резервуарного парка или отдельно стоящего ЖБР должен быть обеспечен организованный отвод дождевых вод.

4.11.8 Обсыпка ЖБР должна постоянно содержаться в полной исправности. При нарушении обсыпки в связи с ремонтами и другими работами по окончании их обсыпка должна быть восстановлена.

4.11.9 Запрещается загромождение покрытия резервуаров посторонними предметами и демонтированным оборудованием.

4.11.10 Временная статическая нагрузка на покрытие ЖБР не должна превышать допускаемого проектом значения. Наезд на покрытие резервуара какой-либо подвижной нагрузки (грузовой или пожарной машины, бульдозера, трубоукладчика и т.п.) категорически запрещается.

4.12 Подготовка резервуаров, оборудования, объектов резервуарного парка к эксплуатации в зимний и летний периоды года

4.12.1 При подготовке резервуаров к работе в зимний и летний периоды должен быть разработан перечень мероприятий, который утверждается руководством предприятия.

4.12.2 При подготовке резервуаров к работе в зимний период необходимо:

  • удалить воду с поверхности плавающей крыши и с покрытия резервуаров ЖБР с водяным экраном;
  • сифонные краны промыть нефтью и повернуть в нерабочее положение и, при необходимости утеплить;
  • слить воду с кольца орошения;
  • проверить и подготовить дыхательную и предохранительную арматуру, уровнемеры и пробоотборники, демонтировать кассеты огневых предохранителей;
  • выполнить ревизию подвижных частей гидрозатвора уровнемера непрерывного измерения уровня нефти, заполнить гидрозатвор незамерзающей жидкостью, утеплить гидрозатвор и уровнемер.

4.12.3 Предохранительный гидравлический клапан на зиму необходимо залить незамерзающей жидкостью.

4.12.4 Необходимо проверить работу дыхательных клапанов, плотность прилегания тарелки клапана к седлу.

4.12.5 Необходимо проверить устойчивость и исправность лестниц, поручней, ограждений площадок на крыше резервуара.

4.12.6 При подготовке канализационной сети к зиме необходимо провести ревизию сбросовых коллекторов, запорной арматуры, оборудования, задвижек, колодцев.

4.12.7 При накоплении снега на плавающей крыше во избежание перекоса необходимо очищать ее от снега.

4.12.8 При примерзании кольцевого затвора к стенке резервуара с плавающей крышей его следует отрывать при помощи не образующих искру металлических пластин или деревянных клиньев, сняв предварительно защитный щиток затвора на примерзшем участке, или путем отогревания примерзших участков паром с наружной стороны, или путем циркуляции теплой нефти в резервуаре.

4.12.9 При подготовке к весенне-летнему периоду резервуарные парки и отдельно стоящие резервуары, расположенные в зоне возможного затопления во время паводка, должны быть заблаговременно к нему подготовлены, обвалования и ограждения восстановлены и, при необходимости, наращены.

4.12.10 При подготовке к весенне-летнему периоду эксплуатации на резервуарах следует выполнить ревизию дыхательных и предохранительных клапанов, установить кассеты огневых предохранителей.

В этом же разделе:

gazovik-neft.ru

1.1 Методы ремонта резервуаров, контроль качества и приемка из ремонта. Капитальный ремонт и реконструкция стального вертикального резервуара для хранения нефти и нефтепродуктов

Похожие главы из других работ:

Водяной насос

3. Методы диагностирования и дефектоскопии, применяемые в технологическом процессе ремонта

Дефектация деталей и сборочных единиц проводится для определения пригодности к дальнейшей эксплуатации с допускаемыми нормами износа, а также возможности восстановления дефектных и поврежденных деталей или необходимости их браковки...

Восстановительные и ремонтные работы на газопроводе

2. СОВРЕМЕННЫЕ МЕТОДЫ И СРЕДСТВА КАПИТАЛЬНОГО РЕМОНТА ГАЗОПРОВОДОВ

Капитальный ремонт магистральных газопроводов включает проведение комплекса ремонтно-строительных работ с целью восстановления проектных характеристик линейной части эксплуатируемого газопровода в плановом порядке на основе специально...

Зубчатые передачи

2.2 Методы скоростного ремонта зубчатых передач

Скоростной ремонт зубчатых передач, как и других элементов оборудования, по. своей методике должен быть узловым. При скоростных узловых ремонтах замена отдельных шестерен или зубчатых колес :не производится...

Ленточный конвейер

3.4 Организация и методы ремонта на предприятии

Ремонтная служба на предприятии возлагается на отдел главного механика. Основная задача этого отдела и его цехов - поддержание оборудования предприятия в работоспособном состоянии на основе планово - предупредительного ремонта...

Магистральные трубопроводы

1.8 Контроль качества и приемка работ

До начала строительства заказчик передаёт по акту подрядной строительной организации створ подводного перехода, закреплённый геодезическими знаками с необходимым числом реперов за пределами зоны производства земляных работ...

Монтаж, техническая эксплуатация и ремонт автоматической тестоделительной и тесторазделочной машины для мелкоштучных хлебобулочных изделий РОТАМАТ EN

4.3.2 Методы испытания машины после ремонта

Для проверки качества ремонта каждую машину подвергают пробному пуску, при котором производят наладку и регулирование взаимодействующих ее частей и узлов на холостом ходу. Затем производят обкатку машины в течении 15-30 мин...

Монтаж, техническая эксплуатация и ремонт автоматической тестоделительной и тесторазделочной машины для мелкоштучных хлебобулочных изделий РОТАМАТ EN

4.3.3 Методы испытания машины после ремонта

По окончании сборки необходимо определить ее качество - правильность соединения деталей, их взаимодействия между собой и др. с этой целью в сборочных цехах производят контроль и испытания сборочных агрегатов. Требования...

Организация капитального ремонта вращающейся печи 4,5х170м в условиях ОАО "Себряковцемент"

2.2 Ремонтный цикл машины, структура ремонтного цикла, трудоемкость ремонта составление годового графика ТО и ремонта по СТОИР

Таблица 1 Оборудование и краткая техническая характеристика, структура ремонтного цикла Ремонт и техническое обслуживание Трудоемкость чел/час Вид Периодич ность час наработка Продол житель ность час...

Организация межремонтного обслуживания на промышленном предприятии

3.2 Прогрессивные формы и методы ремонта

Постоянное возрастание затрат на ремонтообслуживание требует изыскания более прогрессивных форм и методов ремонта оборудования...

Организация ремонтного хозяйства металлургического предприятия

1.3 Оценка качества ремонта оборудования

Требования по повышению качества продукции и эффективности использования машин и оборудования в полной мере относятся к подразделениям предприятий народного хозяйства, которые ведают их техническим обслуживанием (ТО) и ремонтом...

Проектирование работ по техническому обслуживанию и ремонту подъемно–транспортного оборудования предприятия

6. Методы производства ремонта ПТМ

Наиболее распространенным методом капитального ремонта ПТМ в промышленности (особенно в машиностроении) является комплексный метод, при котором единовременно осуществляют весь комплекс работ по восстановлению ресурса машины...

Разработка технической документации на проведение монтажных и ремонтных работ солодосушилки

2.1.3.5 Приемка оборудования из ремонта

1) Приемка солодосушилки из ремонта производится согласно утвержденным инструкциям. 2) Приемка солодосушилки из ремонта производится после всех видов ремонтных работ в два приема - предварительный и окончательный...

Разработка технологического проекта ремонта тракторов

1.3 Анализ современных и перспективных технологий. Методы организации текущего ремонта тракторов

Современная наружная мойка производится в закрытых помещениях на автоматизированном оборудовании, при помощи форсунок установленных по периметру помещения и сушится при помощи промышленного фена...

Ремонт и монтаж центробежных насосов по перекачке нефти и газа

1.4 Организация ремонта и составление графиков ремонта оборудования

При составлении графиков ремонта трубопровода необходимо следить, чтобы время его остановки совпадало со временем ремонта основного оборудования перекачивающих станций...

Технико-экономическое обоснование технологического процесса восстановления резьбовой поверхности детали "Фланец"

1.3 Анализ базового технологического процесса ремонта, обоснование способа ремонта детали

1) Контроль наружной поверхности фланца осуществляется при помощи штангенинструмента, а восстановление производить наплавкой. 2) Контроль внутренних поверхностей производить при помощи калибр-пробки или штангенинструмента...

prod.bobrodobro.ru

Текущий ремонт - резервуар - Большая Энциклопедия Нефти и Газа, статья, страница 1

Текущий ремонт - резервуар

Cтраница 1

Текущий ремонт резервуара проводится не реже одного раза в два года. В текущий ремонт входят: нивелировка окрайки при заполненном резервуаре; очистка внутренних поверхностей от коррозионных отложений; проверка состояния корпуса, днища и кровли и исправление дефектных мест; ремонт змеевиков; проверка и ремонт резервуарного оборудования; испытание на прочность и плотность отдельных узлов или резервуара в целом; окраска резервуара.  [1]

Текущий ремонт резервуаров выполняют не реже одного ргза в б мес без освобождения их от нефтепродукта. При этом проверяют техническое состояние корпуса, крыши резервуара и оборудования, расположенного снаружи. Замеченные неисправности сразу же устраняют.  [3]

Текущий ремонт резервуаров проводится не реже одного раза в 2 года. Как и в случае осмотрового ремонта, график утверждается главным инженером управления.  [4]

Текущий ремонт резервуара выполняется не реже 1 раза в шесть месяцев без освобождения его от нефти. При этом проверяется техническое состояние корпуса, крыши резервуара и оборудования, расположенного снаружи. Замеченные неисправности устраняются также и в процессе эксплуатации.  [5]

В зависимости от характера и объема предполагаемых ремонтных работ текущий ремонт резервуара может выполняться с опорожнением его от нефтепродукта, зачисткой и дегазацией, но с заполнением газового пространства негорючими ( дымовыми) газами.  [6]

Расходы на в нутрипромы еловый транспорт газового конденсата: а) амортизация и текущий ремонт резервуаров, конденсатопроводов, насосных, наливных эстакад и других основных средств цеха перекачки газового конденсата; б) стоимость смазочных и обтирочных материалов; заработная плата вспомогательных рабочих; электроэнергия, вода, пар, сжатый воздух; в) перемещение грузов, износ малоценных и быстроизнашивающихся предметов и прочие расходы цеха перекачки газового конденсата.  [7]

Технологический процесс подготовки резервуаров к сварке при проведении ремонтных работ отличается большой трудоемкостью и высокой себестоимостью. Применение в этих условиях эпоксидных клеев значительно упрощает технологию текущего ремонта резервуаров и резко снижает его себестоимость.  [8]

На эту статью относятся затраты по содержанию, амортизации и текущему ремонту резервуаров, коцденсатопроводов, эстакад, насосных и прочих основных фондов, связанных с внутри-промысловым сбором, хранением, обработкой, транспортировкой, перекачкой, сливом и наливом конденсата.  [9]

Капитальный ремонт резервуаров проводят по мере необходим эсти. Сроки его проведения назначают исходя из результатов проверок технического состояния, осмотров и текущего ремонта резервуаров и оборудования. На основании этих данных составляют график ремонта резервуаров с учетом обеспечения бесперебойной работы резервуарного парка. Капитальный ремонт проводят после опорожнения, зачистки и дегазации резервуара. При этом выполняют все работы, предусматриваемые-текущим ремонтом, а также заменяют дефектные листы корпуса, днища и крыши, исправляют положение резервуара ( при неравномерной осадке, когда просадка днища по разности отметок составляет 150 мм и более для диаметрально противоположных и 80 мм и более для смежных точек), ремонтируют основание, ремонтируют или заменяют оборудование, испытывают резервуар на прочность и плотность.  [10]

Капитальный ремонт резервуара проводится по мере необходимости. Срок проведения капитального ремонта определяется на основании результатов проверок технического состояния, осмотров при текущих ремонтах резервуара и его оборудования, а также осмотров во время зачисток резервуара от загрязнении и нефтяных остатков.  [11]

Капитальный ремонт резервуара должен быть проведен по мере необходимости. Срок проведения капитального ремонта назначают на основании результатов проверок технического состояния, осмотров при текущих ремонтах резервуара и его оборудования, а также осмотров во время зачисток резервуара от загрязнений и нефтяных остатков.  [12]

Страницы:      1

www.ngpedia.ru

Способы ремонта резервуаров путем их подъема или опускания

В настоящее время существует большая потребность в работах, связанных с восстановлением проектного положения крупногабаритных резервуаров. С удалением районов строительства крупных хранилищ нефти в места со слабонесущими, переувлажненными грунтами потенциально закладывается возможность развития неравномерных осадок оснований РВС. Поэтому важно разработать и научно обосновать простой и безопасный метод подъема крупногабаритных резервуаров.

В настоящее время существует несколько способов ремонта, позволяющих устранить различные виды осадок резервуаров. Все технологии можно разделить на два принципиально различных вида:

– технологии, предусматривающие опускание приподнятой части резервуара;

– технологии, предусматривающие подъем осевшей части резервуара. К первому типу относится метод желонок (горизонтального бурения). Суть метода поясняется на рис. 23. При помощи желонок бурятся отверстия под корпусом РВС. Диаметр желонок изменяется от 30 до 200 мм. Отверстия выполняются на нескольких уровнях по вертикали с шагом по периметру 1,25 м. После этого резервуар заполняется водой или нефтепродуктом, основание в месте ослабления отверстиями деформируется. При необходимости пробуренные отверстия разрушают воздуходувкой или струей воды.

Рисунок 23 – Способ ремонта резервуара при помощи желонок

 

Как отмечается в работах авторов, этим методом удается исправить осадки порядка 5 – 6 см, иногда до 10 см, но он обладает большой трудоемкостью. Приводится пример одного из ремонтов, когда было пробурено 3500 отверстий за 20 дней. Кроме того, таким способом можно исправить только осадки типа «крен».

Подобный метод устранения осадки разработан в УНИ В.В. Любуш-киным. Отличие заключается в том, что для ослабления несущей способности основания используется траншея (рис. 24).При воздействии веса от заполненного резервуара происходит выдавливание грунта из-под резервуара в предварительно выкопанную траншею.

В способе, предложенном УНИ (Уфимским нефтяным институтом), на практике очень сложно следить за изменением осадки в процессе заполнения резервуара и, по-видимому, невозможно остановить быстрый рост осадок (например, при потере устойчивости массива грунта) вследствие большой инертности «нагружающего устройства». Видимо, поэтому, несмотря на очевидную простоту, данные способы широкого практического применения не нашли.

Рисунок 24 – Способ, разработанный УНИ

 

Следующим способом ремонта резервуаров является способ двойного днища, применение которого для реконструкции действующих резервуаров, имеющих большой крен, дало хорошие результаты. Суть метода заключается в том, что на старом днище устраивается песчаная подушка и гидроизолирующий слой, монтируется новое днище и контурная плита (окрайка днища), удаляется часть стенки между старым и новым днищем, устраняется крен резервуара, затем приваривается днище к контурной плите и последняя к стенке. Этот метод позволяет устранить крен в пределах 1/500–1/300. Недостатком метода двойного днища является большая трудоемкость и большой объем сварочно-монтажных работ. В отечественной практике этот метод также широко применяется. Самой распространенной ошибкой при реализации данного метода является жесткое закрепление старого и нового полотнища днища и «подвешивание» окрайков.

Рассматриваемые далее способы относятся к технологии, предусматривающей подъем осевшей части резервуара.

В работе предлагается поднимать резервуар при помощи воздушной подушки. Сжатый воздух закачивается в специальные скаты, закрепленные на первом поясе резервуара и под днище РВС (рис. 25).Затем в образовавшееся пространство тремя насосами закачивают специальный быстросхватывающийся раствор. Приводится пример подъема этим способом крупногабаритного резервуара диаметром 76,5 м (его масса составляла 17 МН, давление под резервуаром достигало 0,004 МПа). Автор указывает, что таким способом удавалось поднимать и перемещать довольно крупные резервуары, а после ремонта основания вновь возвращать их на проектное положение.

По сравнению с другими способами подъема преимущество этого за­ключается в том, что не нужно применять дополнительных мер к обеспече­нию прочности днища, поскольку оно равномерно поднимается вместе со стенкой. В то же время для производства работ требуется произвести до­полнительную отсыпку грунта шириной 1,5–2 м, учитывая то, что диаметр резервуара составлял 76,5 м, получается значительный объем земляных работ. Для реализации проекта японскими фирмами использовались специ­альные материалы для скатов на основе нейлона, разнообразная строительная техника, например бетоносмесители двухковшовые с электронными дозаторами для приготовления быстросхватывающегося раствора, цементное хранилище на 600 кН с автоматическим подсчетом выдачи и многое другое. Очевидно, что применение этого способа ремонта в наших условиях крайне проблематично.

По данным компании IТАС, большая часть неравномерных осадок ре­зервуаров в США устраняется при помощи воздушных подушек-домкратов. При этом предпринимаются дополнительные меры по обеспечению жест­кости днищ. Сами подушки изготавливаются из современных высокопроч­ных материалов, используемых даже при производстве бронежилетов. Для нагнетания воздуха применяются обычные компрессоры.

Известен способ подъема РВС при помощи наращивания обвалования и заполнения его водой. При этом резервуар всплывает. Очевидно, что для проведения дальнейших работ по ремонту необходима специальная техника, в частности манипуляторы. Этот способ также описан японскими иссле­дователями.

 

Рисунок 25 – Подъем резервуара при помощи воздушной подушки

 

Основным способом, применяемым как у нас в стране, так и за рубежом, является способ с использованием механических подъемных устройств.

Действующей инструкцией по ремонту резервуаров предусматривается осуществлять подъем РВС в следующей последовательности. Резервуар освобождают от нефтепродукта, пропаривают и дегазируют, после чего к стенке резервуара через 2,5–3,0 м приваривают ребра жесткости из двутавра № 20 длиной 6–8 м. Под эти двутавры подводят домкраты и осуществляют подъем. Затем производят ремонт основания и срезают ребра жесткости. Недостатками метода является большая трудоемкость подгото­вительных работ, обусловленная необходимостью обязательной зачистки, пропарки, приварки ребер жесткости и непосредственно сварочными работами, а в последующем и демонтажем этих ребер. Утверждается, что рассматриваемая технология разработана только для резервуаров вместимостью до 5000 м3. И несмотря на имеющиеся серьезные недостатки, этот способ является до сегодняшнего дня единственным «узаконенным» способом подъема РВС и до недавнего времени применялся для ремонта крупногабаритных резервуаров.

Существует еще один способ ремонта резервуаров, при помощи лож­ных штуцеров, но он разработан для малогабаритных резервуаров и для данного исследования интереса не представляет. Попытки подъема РВС-20000 в районе г. Нижневартовска привели к возникновению аварийной ситуации.

Наиболее широкое распространение получили способы подъема РВС с применением гидродомкратов грузоподъемностью от 30 до 50 тс. Все они имеют много общего, но отличаются в основном местом приложения усилия от гидродомкрата.

Наиболее полно исследованным в настоящее время является способ подъема РВС при помощи инвентарных ребер жесткости. Этот метод является модификацией способа с приваркой ребер жесткости по окружности, но по сравнению с ним существенно снижает трудоемкость подготовительных робот. Однако авторы, указывают, что в местах соединения инвентарных ребер жесткости с крюками (рис. 26),приваренными к корпусу РВС, возникает моментное напряженное состояние, которое может спровоцировать потерю устойчивости резервуара при подъеме.

Известен другой способ подъема резервуаров, при котором возле резервуара отрывают приямки, частично разрушают фундаментное кольцо, кладут шпалы (рис. 27),на которые устанавливается гидродомкрат. При этом способе требуется удаление значительной части грунта, который за годы эксплуатации уже претерпел большую осадку, кроме того, при разрушении фундаментного кольца удаляется часть арматуры и обычно, впоследствии, качественно восстановить его не удается. Тем не менее, этот метод довольно часто применяется, хотя, по мнению ремонтных служб, он является более опасным (были случаи вырыва домкратов), чем рассматриваемые далее.

 

Рисунок 26 – Способ ремонта РВС с применением инвентарных ребер жесткости

 

Рисунок 27 – Способ ремонта РВС с устройством приямков

 

К следующей группе относятся способы с применением различных вспомогательных устройств. Способ, описанный выше, показан на рис 27.Здесь, как и в предыдущем случае, необходимо производить устройство технологического приямка. Остальные способы этого не требуют, необходимо лишь сделать небольшие углубления в фундаментном кольце для установки подъемных устройств. Автором настоящего исследования запатентована одна из разновидностей подобного устройства. На рис. 28показано устройство, которое использовалось при подъеме РВС-20 ООО на ЛПДС «Кондак. В данном случае были использованы гидродомкраты грузоподъемностью 2 МН. При включении одного гидродомкрата произошла местная потеря устойчивости стенки, поскольку к тому времени не были решены вопросы о порядке включения и расстановки гидродомкратов при подъеме.

Рисунок 28 – Способ ремонта РВС с применением подставок-подъемников

Рисунок 29 – Устройство для подъёма РВС

 

Наибольшее применение практике ремонта крупногабаритных резервуаров нашел способ, разработанный при участии УМН ЗиСЗС . Подъемник типа «ножницы» подводится под стенку резервуара в небольшое углубление, выполненное в фундаментном кольце, и производится подъем одновременно всеми установленными домкратами (рис. 30).Подъем обычно продолжается от 2 дней до недели. После чего под днище производится подбивка и резервуар опускают, затем выполняют гидроиспытания и дефектоскопию. Принцип работы устройства схематично показан на рис. 31.Существенным преимуществом метода является то, что перед проведением ремонтных работ не требуется зачистка и пропарка резервуара, поскольку отсутствуют огневые работы.

Рисунок 30 – Устройство «ножницы»

Рисунок 31 – Способ подъема peзервуара устройством «ножницы»:

1– неподвижная часть подъемника; 4–ось вращения; 2– подвижная часть подъемника; 5 – железобетонное кольцо; 3– домкрат; 6– стенка резервуара

 

Несмотря на, казалось бы, очевидные преимущества последнего способа, нередко происходят различные аварии при его практической реализации. Наиболее часто образуются трещины в днище, уторном шве и фундаментном кольце РВС. Наиболее часто встречающимся дефектом, который появляется в процессе некачественной подбивки, а выявляется уже па этапе гидроиспытании резервуара, является разрушение нахлесточного шва между полотнищем днища и окрайкой.

В зарубежных публикациях более сдержанно относятся к способам ремонта при помощи гидродомкратов, поскольку видят в них ряд трудно разрешимых проблем. Так, в работах некоторых авторов указывается, что подъем резервуаров большого объема домкратами для последующего устранения их неравномерной осадки представляется невозможным. Причины этого авторы видят в необходимости усиления днища резервуара, они считает, что обойтись без армирования днища невозможно. В других работах авторы полагают, что ремонт резервуара нередко, напротив, может привести к опасности увеличения деформаций металлоконструкций резервуара, при условии, что необходимо добавить, что нормативно-техническая документация допускает подъём резервуаров при помощи различных грузоподъемных механизмов: подъемных кранов или трубоукладчиков. Закрепление чаще всею производился за стенку РВС через ложные штуцера. Область применения данных технологий в документах не оговаривается, хотя разработаны они для резервуаров объемом менее 5000 м3. Попытки использования данных технологий при ремонтах крупногабаритных резервуаров практически всегда приводили к возникновению аварийных ситуаций, поэтому в данной работе они не рассматриваются.

Для исправления резервуаров, оболочка которых претерпела деформации, превышающие установленные стандартами нормы, применяют различные методы. При строительстве некоторых крупных нефтебаз и хранилищ работы по исправлению резервуаров стали частью технологии их строительства. Обычно такие работы выполняют после проведения гидравлических испытаний и обжатия основания после глубинного водопонижения и т.п., а также в порядке планового ремонта и при развитии опасных неравномерных осадок основания в эксплуатационный период.

Подобные работы сопровождаются ремонтом несущего слоя основания или заменой части фундамента, пришедшего в негодность. В большинстве

Специальная методика комплексного ремонта фундамента и исправления оболочки резервуара разработана в Японии. Она обеспечивает подъем на значительную высоту (1,7 м) всей стенки или большей ее части с тем, чтобы краевые участки фундаментов были доступны для людей и механизмов. Для обеспечения оптимальных условий работы подъемники размещают с шагом до 2 м. При этом применяют средства синхронизации работы подъемников, представляющие собой единую гидравлическую систему управления ими. Скорость подъема определяется проектом и выдерживается с помощью автоматики. Ремонтные работы на практике выполняются по специальным проектам, при разработке которых учитываются тип фундамента и резервуара, его вместимость, степень неравномерности осадки основания. В результате по этим данным выбирают подъемное оборудование, определяют число опор и порядок их размещения в плане, а также выполняют расчет напряжений в оболочке в зависимости от расстояния между подъемниками. При необходимости разрабатывают способ усиления конструкций резервуара, его фундамента и основания.

Перед началом восстановительных работ резервуар промывают, де­монтируют трубопроводы, устанавливают заглушки и удаляют все вспомогательное оборудование. Вокруг резервуара освобождают пространство шириной не менее 2.5 м. Опоры подъемников устанавливают на бетонных фундаментах, а подъемники закрепляют анкерными болтами. С внешней стороны устанавливают опорные выступы, строительные леса и подъемники. Подъемники устанавливают строго вертикально. Затем устанавливают насосную систему, пульт управления, клапаны и стойки, прокладывают электрокабели и трубопроводы между устройствами, обеспечивающими равномерный подъем, крепят измерительные приборы, позволяющие регистрировать высоту подъема и опускания резервуара, а также его горизонтальность. После этого резервуар поднимают за счет повышения давления в гидросистеме и регулярно контролируют осадку опор и подъемников, а также измеряют напряжения в точках опор резервуара. Такой же тщательный контроль производится при опускании резервуара после усиления основания.

Эта методика успешно применялась при восстановлении нефтяного резервуара вместимостью 10 тыс. м3 (высота 22,7 м, диаметр 22,4 м, масса конструкций 270 т). Для подъема использовали 36 подъемников с максимальной грузоподъемностью 25 т. расположенных на расстоянии 2 м друг от друга. Работы выполнялись в соответствии с японскими нормами по технике безопасности при проведении восстановительных работ, связанных с подъемом и опусканием нефтяных резервуаров, получивших неравномерную осадку.

Большие восстановительные работы, но обеспечению нормальной работы резервуара вместимостью 24 тыс. м3 для аммиака были проведены в Индии. Резервуар имел диаметр 41,6 м и высоту 17,4 м. Железобетонные набивные сваи диаметром 50 см изготовлены по методу «Франки» с помощью извлекаемой обсадной трубы, погружавшейся до глубины ЗЛД—34,7 м. Вдоль восьми концентрических окружностей располагалось 217 свай с расстоянием между ними в ряду, равным пяти диаметрам сваи. Верх свай был объединен гибкой плитой из армированною бетона, установленной примерно на расстоянии 1 м над поверхностью земли для обеспечения вентиляции и предотвращения повреждений, связанных с заморозками на поверхности. При толщине плиты в центре 50 см, а на периметре 40 см обеспечивался необходимый уклон от центра к периферии. Проектная несущая способность свай составляла 880 Н. Сваи проходили через слой слабой морской глины толщиной 26 м и заглублялись примерно на 8 м в подстилающий слой туго-пластичной глины.

До введения в эксплуатацию резервуар был подвергнут гидравлическо­му испытанию водой. Предполагаемая испытательная нагрузка составляла 137,5 МП, а вода закачивалась в резервуар со скоростью, обеспечивавшей приращение нагрузки около 2,7 МП в день. При достижении нагрузки 72 МН на сваях крайнего ряда были отмечены трещины. Вода из резервуара была откачана. Измерения показали, что плита под днищем прогнулась, приняв блюдцеобразную форму, а отклонение в центре от проектного положения составило 45 см без значительных деформаций на периферии.

Последующие статические испытания показали, что несущая способность некоторых свай не превышала 180 кН, в то время как другие имели незначительную осадку даже при нагрузке 1400 кН. Резкое уменьшение несущей способности некоторых сван может быть объяснено разрывом ствола сваи при бетонировании или значительным сужением по глубине основания.

Перемещение резервуара под новый фундамент было сопряжено с высокой стоимостью работ и значительным временем на его устройство. В результате было принято предложение, предусматривающее проведение ремонтных работ с частичной компенсацией фундамента и подъем деформированной плиты ростверка с восстановлением ее первоначальной конфигурации.

Подъем плиты осуществлялся несколькими этапами. Плиту временно поддерживали с помощью стальной рамы, которую закрепляли ниже уровня выреза. Все сваи, за исключением свай крайнего ряда, разрезали для введения гидравлических и винтовых домкратов. Арматурные стержни разрезали и отгибали, а верхнюю и нижнюю поверхности вырезанной части сваи выравнивали с помощью раствора. В вырезанную часть сваи вставляли деревянные прокладки и три домкрата – два винтовых грузоподъемностью 120 кН и один гидравлический грузоподъемностью 300 кН. После этого поддерживающие стальные рамы убирали. Расстояние между винтовыми домкратами было достаточным для установки между ними гидравлического домкрата. Подъем выполняли с помощью гидравлических домкратов, а регулировку винтовых домкратов проводили после каждой операции подъема. Подъем лонной плиты контролировали нивелиром, установленным на жестко фиксированной деревянной платформе. Кроме того, постоянно проводили измерение расстояний между поверхностями зазора, вырезанного в сваях.

Таким образом, для достижения проектного подъема непрерывно работали 350 винтовых домкратов н 22 гидравлических домкрата грузоподъемностью 300 кН и выше. За первый час работы подъем был осуществлен примерно на 2 см. Полный подъем в центре (на 55 см) был достигнут за 10 дней. В течение этого времени производилось наблюдение за уровнем донной плиты, и ее последовательный подъем на разных стадиях представлялся в графической форме (рис. 32).

Рисунок 32 – Положения плиты ростверка:

1 – после подъема; 2– промежуточное; 3 – после гидроиспытаний

 

После завершения подъема домкраты убирали, а на их место в зазоре сван плотно забивали стальную таврообразную плиту.

Для увеличения жесткости подземной конструкции и уменьшения осадки был сооружен дополнительный фундамент диаметром 42.5 м. глубиной около 5 м. Фрагмент такого фундамента в разрезе приведен на рис.33.

Поскольку сван внешнего ряда имели высокую несущую способность и незначительные осадки при нагрузке 880 кН в отличие от свай внутренних рядов, они были изолированы от дополнительного фундамента с помощью кожухов, что позволяло им работать отдельно. Такая система, по мнению авторов работы, давала возможность дополнительному фундаменту саморегулироваться при осадке.

При повторном испытании водой до нагрузки 50 МН существенных осадок фундамент не испытывал. В центре резервуара полные осадки плиты ростверка и дополнительного фундамента были почти равными. Однако на периферии осадки дополнительного фундамента превышали осадки соответствующих точек плиты ростверка. Очевидно, это было связано с работой кожухов, допускающих свободное движение свай крайнего ряда относительно дополнительного фундамента. При загружении до нагрузки 11,4 МН максимальная разность осадок в различных точках дополнительною фундамента составляла 23 мм, а его максимальный наклон был равен 1/1130. Максимальная разность осадок в различных точках дополнительного фундамента составляла 23 мм, а его максимальный наклон был равен 1/1130. Максимальная разность осадок в различных точках плиты составляла 34 мм, а осадка по периметру резервуара изменялась от 63 до 90% осадки ее в центре. Состояние основания и фундамента резервуара было признано нормальным, и в дальнейшем он был введен в эксплуатацию и заполнен жидким аммиаком.

 

Рисунок 33 – Усиление свайного фундамента резервуара

1 – резервуар; 2 – плита ростверка; 3 – кольцевая стена в грунте; 4 – кожух из монолитного бетона; 5 – железобетонное ребро дополнительной плиты; 6 – торкретбетон;

7 – свая

Похожие статьи:

poznayka.org

Восстановление емкостей и ремонт резервуаров

«ТехноПласт Сервис»  выполняет капитальный ремонт  и восстановление резервуаров, РВС, емкостей для нефтепродуктов, мазутов, резервуарных парков, резервуарного оборудования фотополимерными композитами нового поколения.

«ТехноПласт Сервис» выполняет выездной (на территории России и СНГ) ремонт емкостей до 50 000 куб. м. из черной стали, из нержавеющей стали, а также стеклопластиковых резервуаров, произведенных с помощью любых технологий.

Ремонт резервуаров при помощи фотополимерных композитов нового поколения позволяет продлить срок службы  стальных, стеклопластиковых и железобетонных резервуаров при износе до 80%.  Экономический эффект при ремонте резервуаров при помощи фотополимерных композитных технологий Технопласт-Сервис составляет от 100-800%.

В качестве ремонта восстановленных емкостей, резервуаров, хранилищ уже убедились ведущие предприятия России в самых различных отраслях: металлургии, химии и нефтехимии, энергетики, коммунальные городские службы.

Этапы производства работ по ремонту емкостей:

1. Диагностика и дефектоскопия. Комплекс мер, направленных на  исследование и обнаружение дефектов стенок, кровли, днища, несущих элементов кровли, резервуаров. На этапе диагностики составляется дефектная ведомость и технико-экономическое обоснование ремонта резервуара, с целью получить сведения о необходимых видах ремонтно-восстановительных работ и сроках дальнейшей эксплуатации резервуаров (емкостей для питьевой воды, масел, пищевых производств,  нефтепродуктов).

Регулярная диагностика резервуарного оборудования предприятия позволяет на ранней стадии диагностировать истончение стен резервуара, проявившиеся в процессе эксплуатации, своевременно выявить дефекты, допущенные при первичном монтаже или капитальном ремонте емкостей.

ВАЖНО! При умеренном истончении металла стен и днища резервуаров своевременное покрытие фотополимерными композитами позволяет остановить процесс коррозии. Это убережет Вас от претензий со стороны контролирующих органов (Ростехнадзора и т.п.) и при проведении экспертизы промышленной безопасности при продлении срока безопасной эксплуатации после ремонта резервуара.

2. Подготовка поверхности. От качества подготовки поверхности зависит степень адгезии и общее качество покрытия.

3. Нанесение фотополимерного композитного ламината.

4. Засветка и полимеризация.

5. Контрольные измерительные мероприятия качества образованного покрытия после ремонта резервуара.

6. Сдача отремонтированного резервуара заказчику. Выдача технической документации о возможности  дальнейшей эксплуатации.

Фотополимерные материалы нового поколения позволяют отремонтировать резервуар в 5-10 раз быстрее традиционных технологий и позволяют эксплуатировать восстановленный резервуар без последующего ремонта долгие годы.

Вся продукция сертифицирована.

7tps.ru

Ремонт - резервуар - Большая Энциклопедия Нефти и Газа, статья, страница 1

Ремонт - резервуар

Cтраница 1

Ремонт резервуаров проводят по графику, в который включают осмотры, текущие, средние и капитальные ремонты. График ремонтов резервуаров должен быть утвержден главным инженером завода. Текущий ремонт проводят без применения огневых работ. Ремонту подвергают кровлю, верхние пояса корпуса, оборудование, расположенное с наружной стороны, резервуара. При этом резервуар не освобождают от продукта. При среднем ремонте освобождают и зачищают резервуар, замеряют толщины стенок днища, поясов, кровли. Устанавливают отдельные металлические накладки с применением сварки; ремонтируют швы и устраняют трещины; заменяют оборудование, испытывают на прочность и плотность отдельные узлы или весь резервуар. Во время капитального ремонта кроме работ, входящих в объем среднего ремонта, частично или полностью заменяют дефектные части корпуса, днища, кровли и оборудования; методом радиографического контроля проверяют состояние пересечений сварных швов двух нижних поясов; полностью испытывают резервуар на прочность и плотность.  [1]

Ремонт резервуаров в установленные сроки увеличивает срок их службы, повышает надежность эксплуатации и обеспечивает минимум потерь от утечек и испарений.  [2]

Ремонт резервуаров бывает осмотровой, текущий и капитальный. Осмотровой ремонт производится без опорожнения резервуара не реже двух раз в год. Он заключается в проверке состояния корпуса, кровли и находящегося снаружи оборудования и в ликвидации выявленных дефектов.  [3]

Ремонт резервуаров бывает осмотровой, текущий и капитальный. Осмотровой ремонт производится без опорожнения резервуара не реже двух раз в год. Он заключается в проверке состояния корпуса, кровли, находящегося снаружи оборудования и в ликвидации выявленных дефектов.  [4]

Ремонт резервуаров разрешается производить только после полного освобождения их от жидкости, отсоединения трубопроводов, тщательной пропарки и промывки и анализа проб воздуха из емкостей на отсутствие взрывоопасной концентрации.  [5]

Ремонт резервуаров, бочек и других емкостей должен производиться только после их очистки и промывки.  [6]

Ремонт резервуаров проводят по графику, в который включают осмотры, текущие, средние и капитальные ремонты. График ремонтов резервуаров должен быть утвержден главным инженером завода.  [7]

Ремонт резервуаров, цистерн, емкостей и т.п. должен производиться только после полного освобождения их от горючих жидкостей, отсоединения от них трубопроводов, открытия всех люков, тщательной очистки ( пропарки и промывки), отбора проб воздуха для анализа на отсутствие взрывоопасной концентрации. О всех подготовительных работах делается запись в оперативном журнале цеха.  [8]

Для ремонта резервуара и периодического освидетельствования внутренней его полости в заднем эллиптическом днище имеется люк-лаз ( рис. 6.3 6), выполненный в виде фланца ( крышки) / с вваренным в него эллиптическим днищем 2, В днище с помощью запорного углового вентиля 3 диаметром 6 мм и муфты 4 установлен манометр 5 на давление до 2 5 МПа. Крышка / люка-лаза крепится 16 шпильками 8 М22Х55 и гайками 9 того же диаметра.  [9]

Для ремонта резервуаров рекомендуется эпоксидный клей холодного отверждения следующего состава ( в вес.  [10]

Перед ремонтом резервуаров необходимо освободить их от нефти, пропарить, промыть и оставить с открытыми люками для естественной вентиляции.  [11]

Пои ремонте резервуара тщательно проверяют внутреннюю: и внешнюю стороны швов корпуса и прилегающих к ним участков основного металла, осматривают швы и основной металл днища и кровли, уточняют объем работ. В резервуарах вместимостью более 2000 м3 необходимо выполнять просвечивание или магнитографи ( рование вертикальных швов двух нижних пояссв корпуса. Должен быть сделан снимок каждого стыка. Результаты осмотра швов и их просвечивания оформляют актом, в котором приведено заключение комиссии о необходимых мероприятиях по ликвидации каждого обнаруженного дефекта. По результатам осмотра уточняют ведомость дефектов смету затрат на ремонтные работы.  [12]

При ремонте резервуаров основной вид работ - сварка, качество которой во многом определяет прочность резервуара. К проведению сварочных работ могут допускаться только квалифицированные сварщики, выдержавшие испытания и имеющие удостоверение Государственной инспекции Госгортехнад-зора.  [13]

При ремонте резервуара с наполнением его негорючими газами выполняют те же работы, что и в предыдущем случае, за исключением зачистки, дегазации, проверки и ремонта дкища и оборудования, установленного внутри резервуара.  [15]

Страницы:      1    2    3    4

www.ngpedia.ru